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ARTIGO DE OPINIÃO: O leilão e os contratos do Pré-Sal

 

Por Cesar A. Guimarães Pereira*

 

 

O leilão da 1ª Rodada do Pré-Sal (área do bloco de Libra), ocorrido em 21 de outubro de 2013, ensejou discussão sobre o modelo de exploração adotado pelo Brasil nesses empreendimentos. Esta nota destina-se a sublinhar as principais características do sistema de partilha de produção concebido pela legislação brasileira.

 

O modelo é internacionalmente conhecido. Foi adaptado à experiência institucional brasileira pela Lei nº 12.304, que criou a Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), e pela Lei nº 12.351, que alterou as competências da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e da Petrobras no que se refere às áreas do Pré-Sal e outras áreas estratégicas – assim definidas na forma do art. 2º, IV e V, da Lei nº 12.351. A Lei nº 12.351 definiu o modelo, as relações contratuais que o materializam e a licitação (leilão) para a seleção do contratado.

 

Em termos institucionais, percebe-se alguma superposição de competências entre a ANP e a PPSA. Os arts. 2º e 4º da Lei nº 12.304 atribuem à PPSA funções de fiscalização do cumprimento de regras de conteúdo local e da execução dos contratos de partilha de produção, inclusive no que se refere a investimentos e custos. As funções em si são fundamentais, fossem atribuídas à ANP ou à PPSA: o sistema de partilha de produção baseia-se na premissa de que o “custo em óleo” (“cost oil”) será apropriado pelo consórcio contratado para seu ressarcimento, partilhando-se o excedente em óleo (“profit oil”). A falta de um controle adequado de custos pode implicar uma redução do excedente em óleo e, por decorrência, a diminuição da participação atribuída às diversas entidades públicas brasileiras envolvidas.

 

A Lei nº 12.351 ampliou as competências da Petrobras para lhe atribuir algumas funções obrigatórias na exploração do Pré-Sal e outras áreas estratégicas. A Petrobras é obrigatoriamente a operadora (art. 2º, VI). T, assim deve ter uma participação mínima obrigatória no consórcio contratado para cada empreendimento, fixada pelo Presidente da República (art. 9º, IV; art. 10, III), não inferior a 30% (art. 10, III, “c”), Pode ser contratada com dispensa de licitação para os contratos de partilha de produção (art. 8º, I) e também diretamente para estudos exploratórios e de avaliação (art. 7º) e em outros casos definidos pelo Presidente da República (art. 12),além de poder disputar no mercado, nos leilões, uma ampliação de sua participação (art. 14). Cabe destacar que apenas esta participação adicional adquirida em leilões é que pode ser transferida pela Petrobras a terceiros (art. 31, par. único).

 

A PPSA, criada pela Lei nº 12.304, titulariza os interesses da União no sistema do Pré-Sal e se destina a administrar os contratos de partilha de produção e de comercialização dos produtos da exploração (art. 2º). Pode ser contratada pela Administração Federal com dispensa de licitação (art. 5º), integra obrigatoriamente os consórcios (art. 21), embora sem assumir os riscos correspondentes (art. 8º, § 2º), e também representa a União nos procedimentos de unitização (art. 4º, IV; art. 36 da Lei nº 12.351). Como a administração do consórcio cabe ao comitê operacional (art. 22) e cabe à PPSA indicar metade de seus membros e o seu presidente, que tem voto de desempate e poder de veto (arts. 23 e par. único, 24 e 25), a PPSA tem um papel de grande relevância no arranjo institucional do Pré-Sal.

Quanto ao modelo contratual, o sistema adotado para o Pré-Sal e as áreas estratégicas diferem fundamentalmente do regime geral da Lei nº 9.478. Em lugar da concessão, com a transferência da propriedade do petróleo para o concessionário mediante pagamentos em dinheiro, a Lei nº 12.351 adotou o sistema de partilha de produção. Neste, as entidades integrantes do Estado brasileiro recebem a maior parte de sua participação – com exceção dos royalties e do bônus de assinatura – mediante uma participação no produto da exploração. Além da organização institucional já exposta, um conceito fundamental é o de “conteúdo local” (art. 2º, VIII, da Lei nº 12.351), que exige a produção nacional de diversos bens e serviços envolvidos na exploração. No contrato de partilha de produção, o contratado adquire a propriedade apenas do “custo em óleo” (“cost oil”), previsto no art. 29, IV, e que só é devido se o campo se tornar comercialmente viável, e parte do excedente em óleo (“profit oil”), conforme o art. 29, VII. Desse modo, a Administração não apenas recebe um pagamento em dinheiro, mas se associa no potencial ganho excedente (e também nos riscos, com as exceções legais e contratuais) do empreendimento. Os requisitos do contrato de partilha de produção estão referidos no art. 29 da Lei nº 12.351. O prazo é limitado a 35 anos, conforme o art. 29, XIX. Há diversas causas para extinção antecipada, como o final da fase exploratória sem descoberta comercial, observados os termos e limites da Lei nº 12.351.

 

O contratado será sempre um consórcio, minuciosamente regulado pelos arts. 19 a 26, que preveem, entre outros requisitos, participações obrigatórias e relevantes da Petrobras e da PPSA. Uma das críticas que se formulam ao modelo é o excesso de ingerência estatal representado por essa intensa regulação; outra visão do mesmo fenômeno vê nesses requisitos a garantia de preservação da posição do Estado brasileiro em relação ao potencial do Pré-Sal e das áreas estratégicas.

 

A licitação não difere substancialmente da prevista na Lei nº 9.478 e é realizada segundo a modalidade de leilão. O critério de julgamento é a maior oferta de excedente em óleo acima do mínimo estipulado no edital. Assegura-se a participação de licitantes estrangeiros. Como a Petrobras pode ser contratada diretamente para a partilha de produção, os dois cenários possíveis serão sempre a Petrobras como contratada exclusiva ou um consórcio como contratado, tendo a Petrobras como consorciada – sempre com uma participação não inferior a 30% do consórcio. Embora seja possível a transferência do contrato (art. 31), a Petrobras não pode transferir sua posição exceto em relação à posição adquirida por meio de licitação, acima do mínimo legal para sua participação. A Lei nº 12.351 também criou um novo regime de unitização (arts. 33 a 41), este aplicável tanto ao Pré-Sal e áreas estratégias quanto aos contratos de concessão regidos pela Lei nº 9.478.

 

O regime contratual se completa com a previsão de determinados pagamentos em favor do Poder Público, especificamente royalties e o bônus de assinatura (art. 42). Nenhum desses dois itens pode integrar o “cost oil” (art. 42, §§ 1º e 2º). O art. 43 também prevê, tal como o art. 53 da Lei nº 9.478, um pagamento de até 1% da produção em favor dos proprietários da área de superfície.

 

As críticas dirigidas ao processo de leilão de Libra são, de certo modo, contraditórias. Alguns afirmam que a existência de petróleo em grande quantidade nos blocos leiloados já era conhecida, pelo que cabia ao Brasil explorá-lo sozinho por meio da Petrobras. Mas outros dizem que o modelo é intervencionista em excesso e engessa o empreendimento privado e reduz o interesse do mercado: a Petrobras tem participação mínima de 30% no consórcio, ultrapassada neste caso, e é a operadora obrigatória; a PPSA é fiscalizadora, com poder de veto de certas decisões; há diversas participações obrigatórias em favor da União.

 

A exploração do pré-sal envolve riscos técnicos e econômicos que não me cabe comentar. O modelo de partilha de produção, previsto na Lei do Pré-Sal, é praticado internacionalmente como um dos modelos de exploração, com graus variados de intervenção estatal. O principal desafio jurídico neste momento é o Estado brasileiro não abusar dos seus vários papéis neste processo e atuar de modo a respeitar a confiança dos investidores e para promover a eficiência econômica e o melhor resultado para os vários interessados no empreendimento – o maior dos quais é o próprio Estado brasileiro.

 

Outro aspecto que deve ser lembrado é que a grande participação do Estado brasileiro se dará sobre o “excedente em óleo” (“profit oil”). Isso permitirá que o consórcio, antes de partilhar o resultado da produção com o Estado brasileiro, recupere o seu custo por meio do “cost oil”. Por decorrência, será sempre necessário o acompanhamento da atuação do consórcio para que o “cost oil” não seja indevidamente ampliado. Os mecanismos previstos no modelo destinam-se, em parte, a permitir esse controle. O importante é que as regras sejam cumpridas para que as posições de todas as partes envolvidas permaneçam as assumidas no momento do leilão.

 

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*Cesar A. Guimarães Pereira é mestre e doutor em Direito pela Universidade Católica de São Paulo e sócio da Justen, Pereira, Oliveira e Talamini advogados. É coordenador da seção de Licitações e Contratos Administrativos da ReDAC – Revista de Direito Administrativo Contemporâneo, coordenada por Marçal Justen Filho, uma publicação impressa e em ebook da Revista dos Tribunais, selo editorial da Thomson Reuters no Brasil.

 

 

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